油气集输系统节能新技术(201307课件)

胜利勘察设计研究院主讲人：郭长会油气集输系统节能新技术二零一三年七月目录一、概述二、设备节能三、工艺节能四、能流分析与节能五、几点思考一、概述胜利油田主力单元已经进入高含水和特高含水期、三次采油化学驱的大部分单元进入后续水驱阶段，吨油能耗和生产成本大幅上升，给油田的高效开发造成巨大压力，如何结合油田实际情况，从系统工程的角度出发，降低油田生产能耗，已是刻不容缓。一、概述2005年胜利油田分公司开发生产系统自用原油41.42万吨，自用天然气2.8亿方。稠油热采占52%、集输系统约占48%，节油节气是重点。用电40～45亿度，其中注水用电占51%左右，注水系统节电是重点。胜利油田集输系统用能现状油田五大系统结构关系图高含水期油田原油生产主要是以油藏为核心的注采循环过程，油藏的动态特性决定原油生产的最小能耗，在最小能耗一定的情况下，原油生产成本，是由油田机采、集输、注水、供热和供电系统的效率决定的，同时，这五大系统又存在一定的相互制约关系，从系统工程的角度出发，对配套系统进行优化调整，将成为今后节能工作的重点方向。油井计量接转站污水处理注聚注汽天然气原油污水注水井口加热输送原油加热输送蒸汽发生器集输系统主要用能环节泵、风机、压缩机和脱水设备联合站原油加热处理稳定和输送集输系统用能主要工艺环节集输系统主要耗能设备-加热炉去天然气增压站分离缓冲游离水脱除器井场转油站脱水站计量阀组间计量分离器转输泵掺水加热炉掺水泵脱水炉净化油缓冲罐外输泵脱水器预脱水器去污水处理站去原稳集输节能研究的核心问题针对集输工艺特点找用能薄弱环节，提出配套节能模式在能流图上以能流分析为基本工具分层次把握用能薄弱环节分层次协调能流关系如何找？如何提？集输系统用能薄弱根源—能流不协调能流关系不协调能流渠道不通畅能流配置不合理能流方向不合理能量损失大能量投入高能流网络效率不高油田集输总能系统集输总能系统是根据工程热力学原理，提高能源利用水平的概念、 方法 快递客服问题件处理详细方法山木方法pdf计算方法pdf华与华方法下载八字理论方法下载 、相应的能量系统：按照能量品味对能量进行梯级利用，从总体上安排好热、电、药剂与物流热力学能等各种能量之间的匹配关系与转换使用，在系统高度上综合利用各种能源，以取得更好的总效果，而不仅着眼于单一生产设备或工艺能源利用率或其他性能指标的提高。第一代总能系统：提高单一设备能量利用率第二代总能系统：基于温度对口、梯级利用提高站库层面不同处理工艺环节整体能量利用效率第三代总能系统：基于能的品味实现资源-能源-环境一体化协调兼顾油气集输、环境等诸领域问题加热系统脱水加热炉外输加热炉三相分离器二次沉降罐净化罐热化学沉降一次沉降罐动力系统原油脱水泵原油外输泵污水脱水泵其他动力设备集输系统油水分离原油脱水油气分离器电化学脱水原油储存集油输送就地分水集输系统处理设备、工艺、系统药剂节能、工艺节能、设备节能、系统节能。关键在于如何平衡效率与能力的关系。集输系统节能技术与节能 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 原油加热破乳原油电脱水大罐沉降分水油气水三相分离管道破乳原油热化学沉降脱水原油分水率时间或工艺流程司托克斯公式：热化学脱水化学脱水电热化学脱水低温破乳强化聚结高含水期集输系统关键部位：☆加热炉。☆原油不加热预分水设备。☆电脱水设备。☆站内脱水工艺流程、装备。集输系统存在的主要问题：☆加热炉运行热效率低。☆原油一次处理达标率低、不达标原油回掺量大。☆被加热原油含水率高。☆破乳剂低温性能差。☆原油不加热预分水工艺不完善。☆老站设备散热损失大。集输系统节能潜力：☆低温高效破乳剂的研究应用。☆高效分水设备的应用。☆提高加热炉运行效率。☆容积式脱水泵及其变频控制技术的应用。☆优化脱水工艺流程，减小原油回掺处理能耗。☆老站关键设备的保温。不同层面具体用能薄弱环节目录一、概述二、设备节能三、工艺节能四、能流分析与节能五、几点思考一设备节能高效三相分离器的开发与应用来液特点胜利油田密度大、粘度高、油水乳化严重、含砂量高、分离难度大三采采出液处理难度大解决思路快速稳定高速沉降提高容积利用率结构优化高效内构件开发工艺配套技术方法胜利油田处于高含水期开发阶段，围绕高含水、稠油、含聚采出液处理，胜利设计从科研攻关等基础研究到推广应用，经过了多代人的努力，形成了以高效三相分离器为代 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 的高效油气处理技术。该项技术获得胜利石油管理局科技进步一等奖，并且在各油田得到广泛的推广应用，取得了良好的经济效益和社会效益。高效三相分离器的开发与应用（1）分离器的材质是透明的有机玻璃。（2）气液预分离技术。（3）在油水分离室5和沉降室6处有两组各三个取样口。为了进行三相分离器的优化，研制了便于观察的透明有机玻璃三相分离器。高效三相分离器的开发与应用聚结板A聚结板B聚结板C聚结板D分离构件配套了室内实验流程，对进出口构件、分离构件等开展了优化筛选实验研究。高效三相分离器的开发与应用通过检测前后的参数，研究了不同填料的分离效果。聚结分离构件结构型式的试验模拟筛选高效三相分离器的开发与应用聚结构件的作用是利用聚结材料的表面特性和结构形式，加快小油滴的聚并，在合理的结构形式下进行快速分离。不锈钢波纹板填料与聚氯乙烯波纹板填料的聚结效果最好，考虑材料的抗老化性，选择不锈钢材料。聚结分离构件材质的试验模拟筛选高效三相分离器的开发与应用入口分离构件的数值模拟筛选高效三相分离器的开发与应用聚结分离构件的数值模拟筛选高效三相分离器的开发与应用聚结分离构件的数值模拟筛选高效三相分离器的开发与应用聚结分离构件的数值模拟筛选高效三相分离器的开发与应用通过测试三相分离器的红外温度场，进一步研究了分离器的流场分布规律、死区位置。设备流场的红外温度场研究高效三相分离器的开发与应用根据理论分析和内构件的研究，优化了三相分离器结构尺寸。高效三相分离器的开发与应用进口采用旋流预分离筒，提高了气液的分离效率，可以减小气相空间，增加油水的有效容积，提高油水的分离效果。高效三相分离器的开发与应用进口布液管增加延伸直管，增加分离器的有效分离长度，提高分离效率高效三相分离器的开发与应用进口管后设迷宫整流板，进行整流，并且具有除砂、聚结的作用高效三相分离器的开发与应用利用波纹板进行油气水得聚结，提高分离效率高效三相分离器的开发与应用采用斜板聚结分离填料，实现聚结和分离作用的合一，提高油水的分离效率。高效三相分离器的开发与应用采用射频导纳油水界面检测仪，检测控制油水界面，简化水腔结构，增加了设备的有效容积。高效三相分离器的开发与应用气出口设除雾器，保证天然气的分离效果。高效三相分离器的开发与应用分离器底部设冲砂盘管和集砂包结构，保证可靠清砂，防止泥砂在分离器内的淤积，保证油水的分离效率。高效三相分离器的开发与应用研制了多种控制系统，可以实现PLC、工作站、联网等多种控制方式高效三相分离器的开发与应用采用SolidWorks软件，实现了设备结构、工艺配管、设备撬装化的三维设计。保证产品结构合理，操作方便。3、配管设计方案高效三相分离器的开发与应用SXF高效三相分离器的系列化结构形式4：（中重质原油带加热三相分离器）结构形式1：（轻质原油三相分离器）结构形式2：（中重质原油三相分离器）结构形式3：（轻质原油带加热三相分离器）结构形式5：（油水深化处理及含聚采出液三相分离器）针对不同的油品性质和现场要求，设计了不同内部结构的三相分离器，实现了系列化SXF系列高效三相分离器的规格型号及处理量高效三相分离器的开发与应用在新疆哈德四、华东局腰英台、东辛102站、现河郝一站、现河郝现联、海五联、海六联（KD陆上终端）、KD34、孤岛二号联、纯梁樊北站、纯梁金北站、清河采油厂角四站、清河采油厂四号站、清河采油厂面138站、石油开发中心KD12陆采平台、大明公司的济北站、东胜潍北站、新疆西指、临盘钱五站等地，推广应用近百套。SXF高效三相分离器的应用情况高效三相分离器的开发与应用　　原油含水过高常常导致脱水电极间短路，因此传统的电脱水器一般要求脱水原油含水小于３０％，我们针对轻质和中质原油乳化油含水低、游离水分离快的特点，研制了高含水原油电脱水器。利用该设备可以取消脱水泵，直接利用井口压力，处理高含水进站原油。使用该设备具有流程简单、设备能耗低、脱水效果好的优点。高含水原油电脱水技术　多相混输泵是实现陆上边际油田、海上采油平台油气水远距离混相密闭输送的关键设备。多相混输泵　目前，多相混输泵在胜利油田应用20余套。东辛采油厂永921站，利用油气混输泵，将油气分输工艺改为油气混输工艺后，每天回收天然气8000m3，年效益106.78万元，投资回收期仅5个月；营11站应用混输泵后，井口回压降低0.5～1.1MPa，平均单井增液10.6%，经济效益显著。高效水套加热炉水套炉是油田生产的常规设备，也是油田生产主要耗能设备。目前，国内应用的水套炉效率通常在80%左右。专利号：ZL02255365.7ZL01129105.7开发出高效水套炉应用烟管强化传热技术优化炉体结构降低压力等级应用高效燃烧器完善控制系统1、火筒烟管沉到水套炉筒体的底部，大幅提高了水套炉的空间利用率，实现了设备的小型化和高效化。2、具有运行效率高、金属耗量少、自控程度高、启动时间短的特点。3、与常规水套炉相比，加热炉启动时间由1～2小时减少到20分钟左右，平均运行效率达到90%左右，高于在用水套炉约10个百分点，而且钢材耗量仅为常规水套炉的40%。技术特点：高效水套加热炉加热炉节能技术提高加热炉热效率无功热负荷输出控制提高热能的有效利用率降低燃料消耗降低加热炉的热负荷高效水套加热炉　油田水套加热炉设计热效率一般为80％～85%，实际运行热效率在76％左右，影响加热炉热效率的主要因素是空气过剩系数偏大以及热负荷的波动等因素。加热炉系统的能流图炉效与空气过剩系数关系曲线 高效水套加热炉加热炉空气过剩系数的自动控制主要有两类，一类是变频调节，另一类是风门调节。变频控制系统由氧化锆含氧分析仪、热电偶、控制仪、变频器和风机组成。它根据烟气的含氧量，控制风机的供风量，实现燃料的低氧合理燃烧，根据烟气排烟温度，合理调整加热炉的热负荷，减少排烟损失，提高炉效。孤东３号联应用该技术改造后，加热炉的平均运行效率提高到86%左右，节电50%左右。高效水套加热炉加热炉无功热能输出控制就是根据工艺要求，合理地控制加热炉的出力。它根据被加热介质的出口温度和热媒（水）的温度，通过调节匹配燃烧器的出力来实现模糊控制的。其控制原理图如下：该技术在孤四联应用后，加热炉出口原油的温度控制在±１℃范围内，加热炉输出的无功热负荷降低了80%左右。高效水套加热炉1）优化工艺流程，降低工程投资；2）提高运行效率，减少能量消耗。胜利油田通过开发应用高效装备实现了装备节能，如应用三相分离器显著降低原油含水，大幅度减少加热炉热负荷，仅胜利油田年减少燃料消耗折合人民币约2亿元，节能显著。设备节能-高效分离器和加热炉应用实例该设备目前在胜利油田滨南、海洋和孤东采油厂推广应用10余套。其应用能够显著降低油田燃料的消耗量，投资回收期在一年左右。已成为设计院定型、成熟的系列产品。高效水套加热炉老化油处理装置设备构成：(1)高频脱水供电设备；(2)螺旋管旋流混合聚结器；(3)加热系统；(4)水洗系统；(5)脱水系统；(6)配油、收油系统；(7)加药系统；(8)供配电系统；(9)控制系统；(10)工艺管网。发明专利：ZL01114971.X高频脉冲原油电脱水装置实用新型：ZL02256305.9老化原油净化处理装置老化油处理装置该设备首先在海四联和东一联进行了现场试验，现场试验成功后，在东一联进行了应用。在东一联使用2套老化油处理装置，处理后原油含水低于2%，处理后的原油直接外输，解决了东一联老化油的问题。老化油处理装置大罐抽气装置新型SD油罐气微压自控回收装置，用于回收原油储罐顶部的挥发气，采用多功能变频控制柜，随着油罐气量的变化全自动闭环控制压缩机转速，达到降低油气损耗、减少环境污染的目的。该装置流程简单、自动化程度高、技术先进，是一种高可靠性的油罐气回收装置。大罐抽气装置大罐抽气装置工艺流程及控制原理原油储罐经密闭后，罐顶挥发气沿管道（可采用玻璃管或者钢管）进入天然气分离器，分出轻油和水，天然气进压缩机增压后，计量外输。工艺流程控制原理微差压变送器检测罐顶压力信号，将其转换成4～20mA的电信号，送给安全栅进行电气隔离后，进入PID调节仪，调节仪根据实测的压力值与所要求控制的压力值进行比较，对其偏差进行PID运算，将运算后的4～20mA输出给变频器控制压缩机的转速。控制参数压缩机参数进气压力常压;排气压力0.40MPa进气温度≤40℃;排气温度≤130℃排气量4.0m3/min;冷却水量≥1.2t/h冷却水压力≥0.15MPa;润滑油压力≥0.15MPa大罐抽气装置目录一、概述二、设备节能三、工艺节能四、能流分析与节能五、几点思考二工艺节能（一）改进处理工艺实现工艺节能（二）能流结构调整实现工艺节能（一）改进处理工艺实现工艺节能1）集油结转系统节能优化简化集油系统不加热输送(降粘)接转站分水回注（a）预分水剂及低温破乳剂的研究与应用原油密度大、粘度高、采出液中含有聚合物，原油脱水和污水处理困难，热能和破乳剂的消耗量大。(1)高含水原油预脱水技术　　利津联合站应用高含水原油电脱水器后，进站原油经两相分离器分气后，含水88.5%原油直接进高含水原油电脱水器进行电脱水，脱出油含水小于0.5%，实现了原油不加压、不加热脱水，减少了后续加热负荷60%以上。电能消耗与常规电脱水器能耗相当，设备运行稳定。(1)高含水原油预脱水技术SD油罐气微压自控回收装置密闭分输工艺变频控制技术多相混输泵应用技术降低油气损耗率原油密闭处理集输工艺(2)原油密闭集输处理技术　　我国陆上油田油气集输损耗为1.9%，浪费十分惊人，原油密闭处理输送工艺是降低油气集输损耗，提高集输系统效率的有效途径。胜利油田实现原油密闭处理集输工艺的方式主要有以下几种：一是应用SD油罐气微压自控回收装置，回收原油储罐的挥发气；二是密闭处理工艺；三是应用变频控制技术实现密闭分输工艺；四是应用混输泵，实现密闭混输工艺。(2)原油密闭集输处理技术油罐气微压自控回收装置能及时跟踪油罐气压力的变化，自动调节压缩机的循环启停和转速，全自动闭环控制油罐压力。（a）油罐气微压自控回收装置长期以来，油田接转站原油的增压输送采用开式分输工艺，即采出液经油气分离器分离后，天然气外输到配气站或放空，含水油进原油储罐，经油泵增压后外输到联合站。接转站开式分输工艺改为密闭分输工艺能够大幅度降低油气损耗，其关键是保持分离器液位的相对稳定。（b）密闭分输工艺变频控制技术应用先进、高效处理工艺不仅能够简化流程、降低工程投资，而且能够显著降低运行费用，节能降耗。工艺节能中的各项工艺技术均在胜利油田进行了推广应用，节能效果显著。以节能效果显著的孤四联和东二联为例。工艺节能应用实例1）、孤四联工艺优化节能技术应用热能损失分布图孤四联工艺优化节能技术应用分析孤四联能耗分布孤四联节点分析集输系统能耗损失的主要影响因素：a.加热系统能耗损失主要是由于空气过剩系数过大，造成加热炉效率低；被加热原油含水偏高、污油循环处理，增大了加热炉负荷。b.分离储存系统损失能耗主要是散热损失，增加了能耗。c.动力系统损失能耗主要是泵效低和出口节流损失。孤四联工艺优化节能技术应用分析工艺优化节能技术集成应用孤四联工艺优化节能技术应用分析名称目的高效低温破乳剂的研究与应用提高预分水率、降低加热炉进口原油含水，降低工艺负荷高效加热炉、高效燃烧器提高能源转化利用率三采稠油电脱水技术提高电脱水水器处理效果，降低外水油含水和污油回掺量保温节能技术减少关键设备的热损失容积泵应用及无节流控制技术降低原油乳化程度，改善原油脱水条件、实现无节流运行联合站优化控制技术加强管理和生产参数的优化控制分队计量技术便于生产管理和成本考核、控制孤四联改造前、后主要经济指标对比表二、集输系统1）、孤四联工艺优化节能技术应用孤四联工艺优化节能技术应用分析污水加热污水加热改造前热能流向图改造后热能流向图1）、孤四联工艺优化节能技术应用孤四联工艺优化节能技术应用分析东二联节能模式应用效果分析评价将上述多种节能工艺有针对性的在胜利油田东二联合站进行了集成应用，形成了具有推广示范作用的东二联合站原油处理节能模式。改造前东二联集输工艺流程图改造后东二联集输工艺流程图东二联合站原油处理节能模式东二联合站原油处理节能效果对比节能效果分析：东二联合站原油处理节能模式的启示改造前后运行费用对比：从节能应用效果来看，节能效果显著，年运行费用明显降低，大部分指标达到五星级站库指标，取得显著的经济效益，具有推广和应用价值，可作为同类型油田进行节能技术改造的依据和典范。桩西联合站加热换热工艺能流参数调整后能流图脱水泵稳定塔换热泵立式加热炉净油罐外输泵污水罐21313723022119622Δt=3℃二级换热器一级换热器电脱水器污水泵30%二次沉降罐88.344895分水器989121638238365加热炉54-76℃一次沉降罐换热泵21.61103881558838871→4174MJ/h76552555623546504489527.820407572058753.428623702919716.21692951.24716575396612408→2231kW(92.7%)8705→7138kW(82%)换热器负荷降低换热负荷降低加热换热工艺能流分配比例失调采用夹点法确定合理的夹点温差合理分配进加热炉和换热器的能流比例可以降低加热负荷加热炉负荷降低二工艺节能（一）改进处理工艺实现工艺节能（二）能流结构调整实现工艺节能能流结构调整-按能的品味梯级用能煤代油、水煤浆代油天然气代油污水余热代油供暖锅炉集中供热水替代部分加热炉与过去消耗原油相比，用来加热产液的能源种类增多，能流结构多样化。能流对口利用，能流方向合理。原油的能的品味高于天然气、煤、水煤浆和污水，用低品味能源代替高品位能源可节能采用这些节能措施可以实现以下效果利用社会的资源解决集输系统的用热负荷对于集输系统比较集中，附近工业生产比较发达的区域，可以利用社会资源解决集输系统的用热负荷。如胜利采油厂，该厂联合站距离适中，所处的胜坨镇工业生产较为发达，毗邻万达集团热电厂，利用万达集团热电厂的蒸汽替代联合站内加热炉，收到良好的效果。建立独立的大中型集中供热系统，解决联合站的用热负荷对于集输系统非常分散，同时所处区域没有供热能力，建设独立的供热系统，解决集输系统的用热负荷。孤东采油厂所处的区域为自然保护区，没有居民和工业生产，建设了独立的大型供热系统，解决了联合站的用热负荷。建立半独立的集中供热系统，解决联合站的用热负荷通过集输系统用热负荷的优化，孤岛采油厂3个联合站加热费用由原来的每年2844.9万元减少到1740.6万元，每年少支出加热费用1100多万元，降低了38.8％，取得了非常明显的经济效益。不仅如此，由于采用了民用－生产用热源互补，还提高了锅炉的运行效率，降低了锅炉尾气治理的费用。燃料结构替代方式集输系统用能点和用热负荷的优化配置技术经济比较技术经济比较管理和运行问题燃料价格的波动问题燃料供给的稳定性2005年燃料价格影响因素燃料结构调整方案优先顺序燃气替代燃油热电联供蒸汽替代燃油燃煤替代燃油水煤浆替代燃油热泵回收余热替代燃油胜利油田燃料结构调整模式“燃煤锅炉＋换热器”替代站内加热炉，集中供热“水煤浆锅炉＋换热器”替代站内加热炉，分散供热注汽站蒸汽锅炉和联合站加热炉燃油改燃气采用中高温热泵工艺利用污水余热加热原油技术孤岛采油厂孤一联～孤六联的燃料结构调整胜利采油厂坨六站，孤东采油厂各个联合站的燃料结构调整孤东、孤岛、桩西等采油厂部分锅炉燃料结构调整孤东2#联污水水源热泵换热加热原油先导试验燃料结构调整模式充分利用社会资源，采用热电联供蒸汽代油技术胜利采油厂6个联合站利用万达集团热电厂的蒸汽替代联合站内加热炉燃料结构调整配套技术水煤浆锅炉的研究应用中高温热泵的研究与应用燃料结构调整配套技术燃烧技术配套技术将原来的水煤浆雾化燃烧工艺改进为粒化循环硫化燃烧工艺，该工艺具有燃烧效率高的特点，解决了小炉型雾化燃烧结焦问题水煤浆制备技术烟气脱硫技术锅炉防磨损技术中高温热泵技术配套技术开发中高温热泵技术，利用污水作为热源，热水到70℃，用于前段原油加热。换热器的防腐蚀技术蒸汽与原油无振动分配混合器的开发坨六站水煤浆代油工程2006年坨六站建设1台2.8MW水煤浆热水锅炉。加热炉节能9.38%，系统节能8.67%。7.32坨一站热电联用蒸汽代油工程2008年坨一站新建一条蒸汽输送管道，将万达集团自备电厂发电后的蒸汽引进坨一站，直接掺进脱水原油中加热，回收全部余热。电厂燃料的热能利用率提高43.8个百分点，集输系统能量利用率达到55.2%。43.8广利联合站改为接转站后能流图油气分离器沉降罐干燥器原油外输加热炉净化油罐外输泵1.219385.71938污水外输泵电：612MJ/h气：903MJ/h节能：43.3%节燃料：55%70+80532井排来液140819713+2014污水外排19878404计量站4.9+2660气外输65.615.4142411476181联合站→接转站系统层面的节能方案可以理顺能流关系，节能效果显著。站库职能转换实现系统节能调整各站外输量实现采油厂系统节能2205189016.1430420.1722933.85801914.321834桩106接转站电能利用率49.8%热能利用率37.5%桩104接转站电能利用率62%热能利用率51.9%桩82接转站桩89接转站电能利用率17.3%热能利用率63.6%桩52接转站桩一站长堤站桩74接转站海四联合站4.4327158.75189080383579.2692555.26548922.52268836.039429911761145.51756420558355234+243237822688能流交叉憋压单位：MJ/h各接转站外输能量732.87171883沿程管线能量损失519.8734653(70.94%)(20.2%)总能损失35173(20.4%)适当降低桩82、89和长堤站外输温度，协调外输量。相关各站外输能流不协调能流交叉外输泵憋压图3.6桩西采油厂能流图φ219-5桩西联合站进站能流：213+137230φ159-8桩西采油厂层面能流图小结：集输系统节能方面，目前已经形成了以节点分析、系统仿真模拟评价为基础，以高效三相分离器、高效低温化学药剂、高效节能设备和脱水工艺调整为配套的老油田集输系统综合节能技术和以“不加热高效预分水、低温密闭脱水”为核心的高效集输模式。目录一、概述二、设备节能三、工艺节能四、能流分析与节能五、几点思考稠油含水92%掺稀油含水1%预脱水剂掺稀后含水80%分离后含水35%含水35%温度95℃含水35%含水30%含水8%含水3%含水1.5%温度78℃温度90℃温度84℃破乳剂一级分水二级分水一级加热二级加热油气缓冲一次沉降二次沉降三次沉降净化油罐混合器温度95℃温度85℃温度60℃陈南集输系统能流测试与分析陈南集输系统能流测试与分析陈南集输系统能流测试与分析陈南集输系统能流测试与分析效率指标陈南集输系统能流测试与分析技术指标单位脱水温度90℃脱水温度95℃集输管效%91.6491.65计量站原油加热炉燃料低位热值KW621621计量站站效%80.8580.85压力提升功率(输给介质的有效功率)KW139.37137.33提升泵机组平均效率%65.5565.55加热炉功率(输给介质的有效功率)KW3065.083443.83加热炉平均效率%82.5982.59输入电能(输入系统的总功率)KW212.62209.51输入热能(输入系统的总功率)KW3711.214169.79输入焓KW3923.824379.29介质进站焓KW17805.5617807.83介质出站焓KW19901.8420084.20联合站站效%53.4251.98集输系统效率%39.5838.51能耗指标陈南集输系统能流测试与分析技术指标单位脱水温度90℃脱水温度95℃处理原油量t/d539.60539.60处理污水量m3/d5709.075709.06天然气量Nm3/d11000.0011000.00加药量Kg/d200.00200.00加药浓度（原油）ppm370.65370.65电能单耗（吨油耗电量）MJ/t34.0433.55电能单耗（吨油耗电量）KWh/t15.6017.53热能单耗（吨油耗热量）（燃料发热量）MJ/t594.24667.67原油低温发热值MJ/kg41.0041.00燃油单耗（燃料全部为原油）Kg/t14.4916.28燃气低温发热值MJ/m338.0038.00燃气单耗（燃料全部为天然气）m3/t15.6417.57通过能流图可以看出：陈南区块热能和压能损耗主要在站外管网（系统总散热量的53%、总压能损失的41%），由于集输温度较高且为稠油油田，因此管网的优化潜力较小，重点研究站内的工艺设备。站内原油脱水系统（沉降罐）散热534KW，系统热能和压能的有效利用率很高，处理站工艺流程科学合理，设备性能状态比较好。但是通过细致分析，仍然发现存在节能潜力点。陈南集输系统能流测试与分析节能潜力分析1、掺稀加热：掺稀加热量为总加热量的26%，但是与总液量的热能相比较小，热量被污水吸收，达不到加热原油的作用。2、预分水效率：两台三相分离器存在偏流，不利于分离能力的发挥。控制两台分离器的处理量，使其处理负荷均匀，应能提高预分水效果，降低原油加热时的含水率，降低加热负荷。节能潜力分析节能潜力分析3、脱水温度优化：脱水温度是影响脱水加热能耗的重要参数。降低脱水温度可以大幅度地降低热能消耗。节能潜力分析节能潜力分析4、一次沉降罐效率：一次罐效率非常低，具有通过优化油水界面的高度和原油脱气工艺等方式提高原油一次沉降罐的脱水效率的潜力。节能潜力分析5、沉降罐污水余热利用：沉降罐污水余热用几千瓦的电能可以获得几百千瓦的热能，相当于热泵制热系数达到100，具有显著的经济效益。这部分热能可用于预分水的混掺加热，提高预分水的效率。。节能潜力分析6、外输温度优化：由于脱水温度较高，进行不加热外输。但是外输温度较高，如果回收部分热能，降低脱水温度，是否有利于输送需要整体优化。节能潜力分析6、输油管线运行优化分析加热温度高，原油粘度低，在管内流动阻力小，摩擦损失小，但热损失大。原油加热温度低，散热少，但摩擦阻力大，摩擦损失大。　　在给定油样和输送条件下。优化出最佳的输送起点温度，使得输油耗能最少。节能潜力分析7、掺稀油量的优化：掺稀量大有利于降低混合原油的密度和粘度，可以提高脱水速度；但是，掺稀原油，增加了原油脱水的处理负荷，占用了有限的沉降脱水设备容积，缩短了原油沉降脱水的时间，增加了掺稀原油输送能耗和热能消耗，增加了脱水加热负荷，因此掺稀原油量影响到系统的能量消耗，需要不断优化。节能潜力分析8、污水压能利用：由于三相分离器的压力较高，在0.50Mpa左右，污水具有较多的压力能，而污水罐液位控制在8米左右，相当于0.40Mpa压力能没有得到利用，具有节能潜力。节能潜力分析9、加热炉压降措施：由于两级加热炉加热，加热炉的压降大，减少压能损失大，增加了系统回压，具有优化的空间。节能潜力分析若合理调整泵后电加热器与炉前电加热器的加热温度，降低电加热器的负荷，可以节约电能。10、燃料油电加热工艺节能节能潜力分析单位：kW脱水温度降低到90℃节能潜力稀油加热节能潜力脱水温度降低到85℃节能潜力节能潜力分析目录一、概述二、设备节能三、工艺节能四、能流分析与节能五、几点思考研究了沉降时间、沉降温度加药浓度对油水分离的影响规律。处理参数优化分离效果由温度、药剂量和时间决定。温度高、药剂量大时，所需要的沉降时间较短。需要达到的含水量越高（含水指标降低），所需要的沉降温度、药剂量和沉降时间条件越低。处理参数优化预分水工艺和设备配置优化原油预分水具有最优的流程长度和停留时间（设备规格）脱水工艺和设备配置优化原油脱水具有最优的沉降停留（设备规格）油水分离工艺的建设成本和运行成本分析存在最优的预分和脱水流程长度，使建设和运行的全寿命成本最低，提高综合经济效益。如果通过技术提升，在减小投资情况下，实现高效分离而缩短流程，效益将更加显著。油水分离工艺全生命周期效益分析1）优化的工艺参数是目前来液量和性质情况下的参数，具有时间特性，是一定时间条件、油水物性下的优化点，不是一成不变的，需要根据生产情况持续优化。2）新认识、新技术、新工艺、新设备是不断进步的，节能技术需要与时俱进。几点认识精心诚信创新奉献发展